Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах"

На правах рукописи

ФЕДОРОВ ЮРИЙ ВИКТОРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ 4849477

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2011

9 ИЮН 2011

4849477

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» и ОАО «Белкамнефть».

Научный руководитель кандидат технических наук, доцент

Мирсаетов Олег Марсимович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Малофеев Гурий Евдокимович

кандидат технических наук Галлямов Ирек Мунирович

Ведущая организация ООО «Татнефть-РемСервис»

Защита состоится «17» июня 2011 года в 15-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат диссертации разослан «17» мая 2011 года.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Залежи нефти в карбонатных коллекторах содержат 40-45% мировых запасов нефти, и на них приходится около 60% мировой добычи нефти. В Самарской, Оренбургской областях, Пермском крае и Удмуртии в этих залежах содержится соответственно 40%, 50%, 60% и 72% общих запасов нефти на территории, в Татарстане и Башкортостане 18% и 22%, а прогнозные запасы - более 70%. Практически все запасы нефти, сосредоточенные в карбонатных коллекторах, относятся к категории природных трудноизвлекаемых запасов. Разработка карбонатных коллекторов сопровождается формированием техногенно измененных трудноизвлекаемых запасов. Анализ выработки низкопродуктивных залежей на территории Удмуртии показал, что утвержденное значение коэффициента нефтеотдачи не будет достигнуто на большинстве месторождений и увеличение полноты выработки трудноизвлекаемых запасов требует применения высокоэффективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи.

Одной из наиболее эффективных технологий воздействия на малопродуктивные и слабопроницаемые трещиноватые карбонаты является кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП). По оценкам отечественных и зарубежных исследователей в настоящее время около трети запасов нефти можно извлечь только с использованием этой технологии. Поэтому, КГРП рассматривается как важнейший элемент разработки нефтяных месторождений.

Вместе с тем, анализ промыслового опыта применения кислотных гидроразрывов на нефтяных месторождениях Удмуртии показал, что средняя дополнительная добыча нефти при проведении КГРП составила величину, сравнимую с величиной дополнительной добычи при проведении различных видов солянокислотных обработок скважин (СКО). Поэтому, настоящая работа, посвященная проблеме повышения эффективности кислотных гидравлических разрывов пласта при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах, является актуальной и позволит обеспечить увеличение ресурсной базы добычи нефти на территории Удмуртской Республики (УР).

Цель работы

Разработка, научное обоснование и промысловые испытания методов совершенствования кислотного гидравлического разрыва пласта для повышения успешности, продуктивности и длительности эффекта скважинной операции при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах.

Основные задачи исследований

1. Оценка остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти на территории Удмуртии.

2. Выявление особенностей применения КГРП при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах на нефтяных месторождениях Удмуртии.

3. Выбор и обоснование параметра, характеризующего изменение состояния пласта в результате применения геолого-технических мероприятий (ГТМ) до проведения КГРП для повышения успешности скважинной операции.

4. Разработка безреагентного метода регулирования физико-химических свойств нефтекислотной жидкости разрыва пласта для повышения продуктивности скважины при проведении КГРП.

5. Разработка методов увеличения длительности сохранения фильтрационных параметров и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП.

6. Промысловые испытания разработанных методов повышения эффективности КГРП.

Методы решения задач

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских, опытно-промышленных работ с применением комплекса физических и физико-химических методов исследований. При выполнении научных исследований и анализе их результатов использовались аналитические и статистические методы.

Научная новизна

1. Экспериментально установлено, что изменение величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии характеризует изменение состояния пласта в результате применения ГТМ и является одним из условий, определяющих успешность проведения КГРП.

2. Установлено, что регулирование времени жизни и реакционной способности нефтекислотной жидкости разрыва пласта возможно путем бесконтактной обработки эмульсии дистиллированной водой, подвергнутой электрохимической обработке без применения дополнительных химических реагентов, являющееся определяющим условием прироста продуктивности скважины в результате проведения КГРП.

3. Выявлены зависимости, определяющие длительность сохранения фильтрационных параметров и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП:

- зависимость прироста величины агрегативной стойкости вязких эмульсий от норм отбора жидкости;

- зависимость величины нагрузки на головку балансира станка качалки от соотношения нефте-и водорастворимых поверхностно-активных веществ в составе деэмульгатора для разрушения вязких, полидисперсных водонефтяных эмульсий;

- зависимость потерь давления на выкиде электрических центробежных насосных установок (УЭЦН) при подъеме вязких жидкостей от потерь давления в первых ступенях насоса, компенсация которых возможна путем создания гидравлической связи между всасывающими полостями направляющих аппаратов;

- зависимость износа осевой пары трения в ступени УЭЦН от величины нагрева антифрикционной шайбы, снижение которой возможно путем отвода и поглощения выделяемого тепла для разворачивания фторорганических молекул, включенных в состав композита шайбы.

Практическая ценность работы Разработаны и внедрены на предприятии ОАО «Белкамнефть».

1. Временная методика контроля агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2010 г.). Методика используется для оценки техногенной нагрузки на скважину при выборе скважин для проведения кислотного гидравлического разрыва. Внедрение методики позволило повысить успешность проведения операции КГРП с 56% до 90%;

2. Временная инструкция по приготовлению нефтекислотных жидкостей для разрыва пласта (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2010 г.). Технология безреагентного регулирования физико-химических свойств нефтекислотной эмульсии применяется для приготовления жидкости разрыва пласта и обеспечивает при циклическом плане закачки увеличение продуктивности скважины в 3 раза;

3. Временная методика оптимизации норм отбора жидкости (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2010 г.), временная методика по приготовлению состава для разрушения высоковязких полидисперсных эмульсий (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2008 г.), временный технологический процесс по доработке первых ступеней УЭЦН (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2010 г.). Внедрение методик позволило увеличить длительность сохранения фильтрационных параметров и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП до 2,2 года.

Результаты исследований по повышению износостойкости осевых пар трения в ступени УЭЦН при подъеме вязких полидисперсных водонефтяных эмульсий используются предприятием ООО «Ижнефтепласт» при изготовлении рабочих колес и антифрикционных шайб.

Метод КГРП с комплексом технологических и технических разработок для повышения его эффективности включен институтом ОАО

«УНПП НИПИнефть» в проектные документы по разработке Быгинского, Дебесского, Смольниковского, Сосновсого, Чертовского и Ошворцевско-Дмитрневского месторождений Удмуртии в качестве метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи. Ежегодный ожидаемый прирост запасов нефти составляет не менее 0,3 млн. тонн.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на II Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 2009г.); IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (пос. Небуг, Краснодарский край, 2009г.); II Международном форуме по нанотехнологиям «Rusnanotech 2009» (Москва, 2009г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2009г.); на заседаниях технического совета предприятия ОАО «Белкамнефть», 2004-2010гг.

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 13 печатных работах, в том числе: 5 статьях, 4 докладах на научных симпозиумах, форумах и всероссийских конференциях, 4 патентах на изобретения.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов, списка литературы из 75 наименований. Объем работы составляет 99 страниц, в том числе 33 рисунка, 16 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулирована цель работы, поставлены основные задачи исследований, описывается научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

Значительный вклад в развитие теории и практики применения гидравлических разрывов, а также кислотного воздействия на карбонатные коллекторы при разработке нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами внесли М.Г. Алишаев, Л.К. Алтунина, Ю.В. Антипин, Г.И. Баренблатг, Р.Н. Бахтизин, В.А. Блажевич, В.В. Гузеев, В.И. Гусев, Ю.П. Желтов, С.А. Жданов, Ю.В. Зейгман, P.P. Ибатуллин, JI.X. Ибрагимов, Р.Д. Каневская, М. Кристиан, Б.И. Леви, Б.Г. Логинов, Е.В. Лозин, Г.К. Максимович, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, М.Х. Мусабиров, Р.Х. Муслимов, Г.А. Орлов, Н.С. Пискунов, Е.В. Теслюк, М.А. Токарев, Д. Уолкотг, В.Г. Уметбаев, Р.Т. Фазлыев, Э.М. Халимов, Р.С. Хисамов, С.А Христианович, И.А. Чарный, М. Экономидес, Д.А. Эфрос и другие.

В первой главе приводится оценка начальных запасов нефти на территории. Анализируются выработка низкопродуктивных залежей нефти

и состояние промышленных запасов нефти. Дается представление о структуре остаточных запасов и характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти. Обосновывается применение КГРП для увеличения производительности нефтяных скважин при разработке карбонатных коллекторов. Приводятся результаты исследований, направленных на выявление особенностей применения КГРП при разработке нефтяных месторождений.

Начальные потенциальные ресурсы нефти на территории составляли 902,8 млн. т. На основе анализа выработки низкопродуктивных залежей нефти и анализа состояния промышленных запасов установлено, что при накопленной добыче 350 млн. т. (53%), трудноизвлекаемые запасы составляют 29%. На долю активных остаточных запасов приходится 18%. Таким образом, остаточные трудноизвлекаемые запасы нефти составляют более 193 млн. т. Большая часть трудноизвлекаемых запасов сосредоточена в залежах с нефтями повышенной и высокой вязкости с большим содержанием асфальто-смолистых, парафиновых компонентов, серы и сероводорода - 21,13 %, в зонах ВНК - 15,90 %, в многопластовых продуктивных горизонтах с малой нефтенасыщенной толщиной - 10,35 %, в залежах с наличием обширных водоплавающих зон и газовых шапок -8,54 %, в слабопроницаемых коллекторах - 6,94 %.

Анализ накопленного промыслового опыта позволил утверждать, что кислотный гидравлический разрыв пластов является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности нефтяных скважин при разработке малопродуктивных и слабопроницаемых трещиноватых карбонатов. Применение КГРП наряду с увеличением темпов отбора нефти повышает нефтеотдачу за счет увеличения охвата залежи воздействием путем расширения нижней границы кондиционных значений проницаемости породы-коллектора и продления рентабельной эксплуатации истощенных скважин.

Однако операция КГРП является одной из самых высокозатратных в нефтедобыче. Поэтому, к КГРП предъявляются жесткие технологические и экономические требования. Современный КГРП должен обеспечить увеличение продуктивности скважин в 2-3 раза, с успешностью не менее 85-90% и с продолжительностью эффекта не менее 2-3 лет. Только при соответствии этим критериям операция КГРП считается целесообразной.

Анализ эффективности КГРП, проведенных на Сосновском, Смольниковском, Черновском, Быгинском, Дебесском и Ошворце-Дмитриевском месторождениях ОАО «Белкамнефть», позволил выявить рад особенностей применения КГРП в карбонатных отложениях.

Было выявлено, что на скважинах, на которых ранее или в течение трех последних лет не проводились геолого-технические мероприятия, связанные с обработкой призабойной зоны пласта, коэффициент

успешности проведения КГРП был в два раза выше, чем на скважинах, на которых обработка призабойной зоны проводилась.

При сравнении результатов КГРП и различных видов кислотных обработок скважин, выполненных на этих же месторождениях, была установлена сопоставимость средних величин дополнительной добычи нефти. Результаты анализа позволили сделать вывод, что эффективная глубина проникновения в пласт при проведении данной серии КГРП не превышает глубину проникновения в пласт при солянокислотной обработке.

Характерной особенностью, выявленной в ходе анализа, является также то, что длительность сохранения параметров и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос после проведения КГРП зависит от устойчивости системы к проявлению осложнений, вызванных высокими темпами отбора жидкости, образованием вязких полидисперсных водонефтяных эмульсий и выносом механических примесей. Осложнения проявляются в виде роста обводненности скважинной продукции, снижения производительности насосных установок на стационарных режимах, зависания колонны штанг и срывов подачи на нестационарных режимах, интенсивного физического износа осевой опоры в ступени погружных многоступенчатых насосных установок.

Выявленные особенности применения КГРП при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах позволили определить направления дальнейших исследований.

Во второй главе рассматриваются результаты исследований по выбору и обоснованию параметра, характеризующего изменение состояния пласта в результате применения ГТМ, и разработке методики контроля агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии.

Известно, что в результате применения той или иной технологии воздействия на пласт происходит процесс трансформации природной системы. Исследования эффективности повторных СКО и повторных циклических паротепловых обработок скважин (ЦШ ОС), проведенных на Мишкинском и Гремихинском месторождениях УР, показали, что трансформация коллектора вызывает падение дополнительной добычи при увеличении кратности обработок. В связи с этим, одной из основных причин низкой успешности КГРП является недостаточный учет степени деформационных изменений природных систем под действием ранее применявшихся ГТМ. Анализ публикаций о результатах применения различных методов воздействия на пласт позволяет утверждать, что изменение состояния продуктивного пласта сопровождается образованием водонефтяных эмульсий.

В ходе промысловых исследований было доказано, что процессы образования водонефтяных эмульсий с различной агрегативной

стойкостью сопровождают процессы увеличения отбора жидкости, СКО, КГРП и ЦПТОС.

Для количественной оценки агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии была создана методика, основанная на определении количества циклов N бесконтактной обработки эмульсии, необходимых для

формирования межфазовой границы раздела вода-нефть. Для бесконтактной обработки эмульсии была использована дистиллированная вода, которую подвергали электрохимической обработке.

Разработанная методика была применена при исследовании причин снижения эффективности повторных СКО добывающих скважин. В результате проведенных исследований было установлено, что снижение величины дополнительной добычи нефти при увеличении кратности СКО добывающих скважин связано с изменением величины агрегативной стойкости водонефтяных эмульсий. Агрегативная стойкость водонефтяных эмульсий возрастает с увеличением кратности воздействия на пласт и достигает максимального значения. При стабилизации максимального значения величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии прирост величины дополнительной добычи нефти с увеличением кратности незначителен (рисунок 1).

Количество обработок

Рисунок 1 - Графики изменения дополнительной добычи нефти (1) и агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии (2) при увеличении кратности СКО: AQ/Q- отношение уровня дополнительной добычи к уровню добычи после проведения обработки; AN/N - отношение уровня изменения агрегативной стойкости нефтяной эмульсии к уровню агрегативной стойкости нефтяной эмульсии после проведения обработки.

Аналогичные результаты были получены при исследовании причин снижения эффективности ЦПТОС добывающих скважин.

Полученные результаты позволяют утверждать, что стабилизация величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии после

проведения повторных обработок скважины существенно снижает эффективность следующих обработок и может являться критерием для прекращения следующих обработок и ограничения техногенной нагрузки на скважину.

Данный вывод был использован для оптимизации кратности СКО добывающих скважин при применении системной технологии выработки нефти в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах. Известно, что системная технология воздействия на пласт включает два этапа. На первом этапе выполняется серия СКО. Более глубокое проникновение в пласт осуществляется на втором этапе с применением КГРП. На рисунке 1 видно, что стабилизация величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии наступает после третьей СКО. Поэтому, значение величины равное 3 можно считать оптимальной величиной кратности проведения СКО для исследуемой скважины. Этой величине кратности соответствует максимально допустимая техногенная нагрузка на скважину при выполнении СКО на первом этапе технологии. Таким образом, при стабилизации величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии следует осуществлять второй этап системной технологии, то есть КГРП.

При выборе скважины для реализации КГРП необходимо отдавать предпочтение, при прочих равных условиях, скважине с минимальной величиной агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии.

В третьей главе исследован и разработан метод безреагентного регулирования физико-химических свойств нефтекислотной жидкости разрыва пласта для повышения продуктивности скважины при проведении КГРП.

При исследовании особенностей проведения КГРП на месторождениях ОАО «Белкамнефть» было выявлено, что средняя величина коэффициента продуктивности скважин составила: 0,59 - до проведения КГРП; 2,58 - при запуске скважины после КГРП; 1,49 - через 1 месяц после КГРП. Средняя дополнительная добыча нефти, равная 1231 т., сопоставима со средней дополнительной добычей при СКО.

Повышение продуктивности скважины в процессе гидроразрыва пласта напрямую связано с проводимостью трещины. Обычно для достижения высокой проводимости трещины применяют проплаты. Дня закрепления проппанта используются технологические жидкости с загустителями, которые существенно снижают проницаемость в закрепленном объеме трещины. Применение различных деструкторов вызывает разрушение этих жидкостей. Однако их остатки все равно снижают проводимость трещины.

Известны методы повышения проводимости трещины путем управления ее геометрией без применения проппантов. Обычно для этого применяется циклическая закачка жидкости разрыва с периодами остановки. При закачке создается трещина, затем при снижении давления в

ней ниже давления разрыва путем остановки закачки и закрытия скважины происходит разрушение поверхности трещины с образованием обломков породы. При возобновлении закачки образовавшиеся обломки перемещаются с потоком вдоль трещины. После прекращения закачки трещина закрепляется образовавшимися обломками. При следующем цикле закачки на острие обломков зарождается и развивается уже новая трещина. Поэтому, эффект гидроразрыва достигается без применения проппанта. Однако, наряду с образованием новых трещин, происходит процесс кольматирования уже образовавшихся трещин.

В промысловой практике широко известен способ кислотного гидравлического разрыва карбонатного пласта, который позволяет формировать развитую геометрию трещины. Способ включает закачку в пласт кислотосодержащей жидкости, представляющей собой смесь соляной кислоты и полимерных компонентов. В результате реакции соляной кислоты с породой площадь поверхности трещины значительно возрастает. После разрыва пласта трещина не заполняется проппантом, так как после взаимодействия с соляной кислотой, за счет неоднородности химического состава породы пласта, поверхность трещины имеет развитую поверхность и смыкается хаотично выступами, создавая систему сообщающихся гидродинамических каналов, через которые идет фильтрация нефти. Полимерный компонент замедляет реакцию соляной кислоты с карбонатной породой, что увеличивает глубину проникновения кислоты, а также повышает вязкость кислотосодержащей жидкости разрыва для увеличения эффективности преодоления прочности породы на разрыв. Недостатком данного способа является шикий прирост продуктивности скважины из-за кольматации и пассивации поверхности трещины полимерной составляющей жидкости разрыва в процессе разрыва пласта.

Одним из перспективных путей совершенствования кислотного гидравлического разрыва пласта является применение в качестве кислотосодержащих жидкостей разрыва нефтекислотных эмульсий. Нефтекислотная эмульсия представляет собой дисперсную систему, внешней фазой которой является товарная нефть, а дисперсной фазой -водный раствор соляной кислоты. При соотношении фаз от 40/60 до 60/40 нефтекислотные эмульсии имеют регулируемые физико-химические параметры в широком диапазоне величин. Однако, увеличение вязкости нефтекислотной эмульсии выше 450 мПа-с при скорости сдвига 5 с'1 достигается только путем введения в ее состав различных химических реагентов, которые кольматируют трещину. Кроме того, регулирование времени жизни жидкости разрыва производится путем изменения концентрации соляной кислоты в дисперсной фазе, что снижает реакционную способность нефтекислотной эмульсии к карбонатной породе и уменьшает эффективную глубину проникновения в пласт.

Для исключения кольматации поверхности трещины при разрыве пласта и остаточного загрязнения пласта после разрыва был разработан безреагентный метод регулирования вязкости, времени жизни и реакционной способности нефтекислотной эмульсии.

Увеличение вязкости нефтекислотной жидкости разрыва получали путем бесконтактной обработки пластовой воды, до введения соляной кислоты, дистиллированной водой, подвергнутой электрохимической обработке. Электрохимическую обработку дистиллированной воды проводили до достижения и стабилизации максимального значения величины ее окислительно-восстановительного потенциала. На рисунке 2 и рисунке 3 представлены графики изменения эффективной вязкости нефтекислотной эмульсии с бесконтактно обработанной пластовой водой (1) и стандартной (2) нефтекислотной эмульсии в зависимости от содержания внутренней дисперсной фазы (водного раствора соляной кислоты) при скоростях сдвига 500 с"1 и 5 с"1. Из графиков видно, что величина эффективной вязкости нефтекислотной эмульсии, приготовленной на бесконтактно обработанной пластовой воде, превышает величину вязкости стандартной нефтекислотной эмульсии. Кроме того, появляется возможность увеличения содержания внутренней дисперсной фазы до 0,8 объемных долей и, соответственно, концентрации соляной кислоты в эмульсии.

С«д*. об. доля

Рисунок 2 — Графики изменения эффективной вязкости нефтекислотных эмульсий (л3ф) в зависимости от содержания внутренней дисперсной фазы (Свдф): 1- нефтекислотная эмульсия с бесконтактно обработанной пластовой водой; 2-стандартная нефтекислотная эмульсия. Скорость сдвига у=500 с'1.

Ол. мПа с

ofi, доля

Рисунок 3 - Графики изменения эффективной вязкости нефтекислотных эмульсий (Цэф) в зависимости от содержания внутренней дисперсной фазы (С„Л1,): 1- нефтекислотная эмульсия с бесконтактно обработанной пластовой водой; 2-стандартная нефтекислотная эмульсия. Скорость сдвига у=5с"'.

Для регулирования времени жизни нефтекислотной эмульсии был разработан безреагентный метод регулирования величины ее агрегативной стойкости путем бесконтактной обработки эмульсии дистиллированной водой, которую подвергали электрохимической обработке до достижения и стабилизации максимального значения величины ее окислительно-восстановительного потенциала. Цикл электрохимической обработки дистиллированной воды повторяли до достижения заданного времени жизни эмульсии.

На рисунке 4 представлен график изменения агрегативной стойкости нефтекислотной эмульсии в зависимости от заданного времени жизни эмульсии при различных концентрациях соляной кислоты во внутренней дисперсной фазе.

Время жизни нефтекислотной эмульсии, сут. Рисунок 4 - График изменения агрегативной стойкости нефтекислотной эмульсии (Ntl) в зависимости от заданного времени жизни эмульсии при концентрации соляной кислоты: 1 - 0,2%; 2 - 2%; 3 - 4%; 4 - 9%.

Из рисунка 4 видно, что можно задавать равное время жизни жидкости разрыва при различных значениях концентрации соляной кислоты. При заданном значении времени жизни реакционная способность нефтекислотной эмульсии может быть увеличена в 3-45 раз, что позволяет увеличить эффективную глубину проникновения в пласт.

Четвертая глава посвящена разработке и научному обоснованию методов увеличения длительности сохранения фильтрационных параметров и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП.

Характерной особенностью режимов работы большинства скважин после КГРП является их ярко выраженная нестационарность. В начальный период это в большей степени связано с переходом на стационарный режим дренирования пласта, в последующем - со снижением проводимости трещин. Существенное влияние на длительность сохранения стационарного режима дренирования пласта оказывают нормы отбора жидкости. В главе 1 и 2 было показано, что высокие нормы отбора жидкости вызывают изменение состояния пласта, сопровождаются ростом агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии и проявляются в виде роста обводненности скважинной продукции.

Изменение состояния продуктивного пласта можно значительно уменьшить путем формирования псевдотурбулентного течения нефтяного флюида, являющегося с энергетической точки зрения наиболее экономичным, за счет оптимизации норм отборов жидкости.

В подземной гидравлике обосновывается описание процесса фильтрации ньютоновских жидкостей, так называемой двухчленной формулой: P<-Pc=a-Q + b-Q~, (1)

где а и А коэффициенты фильтрационных сопротивлений, Рк и Рс пластовое и забойное давления. Если имеются ряд фактических замеров дебита Q.t и соответствующих этим дебетам замеров забойного давления Pci можно определить все постоянные коэффициенты общего уравнения притока. Будем считать, что псевдотурбулентному течению нефтяного флюида соответствует критический дебит равный максимальному энергосберегающему дебиту надежной эксплуатации скважин. Тогда при Q~QK потери давления прямопропорциональны Q, а при Q>QKp потери

давления растут более интенсивно и сопровождаются возникновением акустических колебаний, способствующих разрушению пласта и выносу механических примесей из скважины. Допустим, что критический дебит скважины определяется при условии, когда квадратичный член в уравнении притока соответствует некоторой доле от величины депрессии. Тогда уравнение (1) можно записать в виде

bQ~ = SAP, (2)

где S - доля квадратичного члена. Подставляем в уравнение (2) значение АР и получаем уравнение для определения величины критического дебита (4): bQ2=S(aQ + bQ2), (3)

8 а

Q Qkp

(4)

(1-5)6

Если допустить, что 6 соответствует величине погрешности при определении значений режимных точек и коэффициентов фильтрационных сопротивлений а иЬ на индикаторной линии, тогда

S = V = --\ 00%, (5)

к

где V - коэффициент вариации, а- дисперсия, к - среднее арифметическое измеренных значений.

Для водонефтяных эмульсий, являющихся неньютоновскими жидкостями, полученная величина критического дебита Q уточняется на

величину AQ, определяемую из условия минимального прироста величины их агрегативной стойкости при различных нормах отбора. На рисунке 5 представлена динамика прироста величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии при изменении норм отбора. ЛЛ/М

Q>Q«f

Q<Q®

4

4

1

1.0

Агрегативная стойкость водонефтяной эмульсии

Рисунок 5 - Динамика прироста величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии: 1, 2 - при Q<Q 3, 4, 5 - при Q>QV- N-агрегативная стойкость водонефтяной эмульсии после изменения норм отбора, Nt- агрегативная стойкость водонефтяной эмульсии через 1 месяц после изменения норм отбора.

Эмульгирование нефти в добывающих скважинах и рост вязкости поднимаемой жидкости являются причиной ухудшения рабочих характеристик насосного оборудования независимо от способа механизированной добычи. При работе на стационарных режимах это

отражается на росте давления нагрузок и снижении производительности глубинных штанговых насосных установок (УШГН). В установках ЭЦН высокая вязкость жидкости является причиной значительного снижения коэффициента подачи. Работа насосных установок на нестационарных режимах эксплуатации (пусковой период работы насосов, а также работа насосов в отсутствии подачи) сопровождается еще большими осложнениями. При пуске УШГН в работу ход колонны штанг вниз происходит с зависанием и последующим ударом при ходе вверх. Пуск УЭЦН сопровождается срывами подачи.

Дестабилизация водонефтяных эмульсий позволяет повысить устойчивость работы оборудования и сократить непроизводительный простой. Снижение вязкости эмульсии способствует интенсификации ее откачки благодаря возможности увеличения скорости подъема нефти, а также предупреждает возможность зависания колонны штанг УШГН.

Отличительной особенностью водонефтяных эмульсий является их полидисперсность. В скважинах, формируются высоковязкие полидисперсные эмульсии, состоящие из эмульсии двух типов: прямой -эмульсии воды в нефти, и обратной - эмульсии нефти в воде.

Для снижения и стабилизации вязкости полидисперсной водонефтяной эмульсии был разработан новый состав, содержащий смесь водорастворимого и нефтерастворимого деэмульгаторов для разрушения как прямой, так и обратной эмульсий. При смешении нефте- и водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ), входящих в состав деэмульгатора, возникает синергетический эффект, усиливающий действие каждого из компонентов в отдельности. Таким образом, обеспечивается максимальная концентрация ПАВ на границе раздела фаз и уменьшается в растворяющей фазе. Предлагаемый состав был приготовлен из водорастворимого деэмульгатора РИК-1 (ТУ2458-010-29660038-2000), на основе низкомолекулярного сополимера окисей этилена и пропилена в метаноле, и нефтерастворимого деэмульгатора LML 4312А (ТУ 2458-00812966446-2001), на основе высокомолекулярного сополимера окисей этилена и пропилена в метаноле, в сточной промысловой воде. Исследования по выбору соотношения компонентов проводились на скважине 306 Черновского месторождения. Максимальная нагрузка на головку балансира станка качалки составляла 6460,1 кгс, минимальная (629,5 кгс), что свидетельствовало о зависании штанг при их движении вниз. Влияние обработки проявилось через 1,5 часа после введения состава в затрубное пространство скважины. Максимальная нагрузка уменьшилась до 5272,6 кгс, а минимальная нагрузка увеличилась до 778,8 кгс. Дебит скважины возрос с 23,1 м3/сут до 31,1 м3/сут.

В промысловой практике для повышения коэффициента подачи УЭЦН при добыче вязких жидкостей практикуется замена первых 4-5 ступеней насосов на ступени насосов более высокой производительности.

В ходе проведенных исследований было установлено, что для сохранения рабочих характеристик насоса при перекачке вязких эмульсий на приеме насоса необходимо устанавливать набор ступеней переменной производительности. Эта задача является достаточно сложной для реализации.

Для повышения коэффициента подачи и работы УЭЦН без срывов подачи при добыче высоковязких жидкостей было предложено на наружных поверхностях корпусов направляющих аппаратов первых ступеней выполнить каналы, соединяющие всасывающие полости соседних ступеней (рисунок 6). Это позволяет увеличить давление на входе в направляющий аппарат нижестоящей ступени пропорционально градиенту давлений на входах этих ступеней.

1 2 6 3

5

7

Рисунок 6 - Ступени УЭЦН: 1- рабочее колесо; 2- первая деталь сборки направляющего аппарата; 3, 4- вторая деталь сборки направляющего аппарата; 5- канал; 6,7- всасывающие полости направляющих аппаратов.

Стендовые испытания показали, что давление, развиваемое насосом на выкиде, при использовании разработанного способа компенсации потерь давления в первых ступенях УЭЦН превышает давление для базовой комплектации насоса. Отмечено, также, снижение случаев срывов подачи УЭЦН на пусковых режимах работы.

Вынос механических примесей при эксплуатации скважины на стационарных и нестационарных режимах инициирует проявление осложнений в виде интенсивного физического износа осевой опоры в ступени УЭЦН. Отмечаются также многочисленные случаи заклинивания насосов из-за попадания в них твердых или высоковязких образований с большим содержанием твердой фазы. Осевая опора включает нижнюю антифрикционную шайбу и опорный бурт направляющего аппарата. На некоторых режимах работы, например, при пуске насоса при открытой задвижке, рабочее колесо всплывает и упирается в направляющий аппарат следующей ступени. В этом случае возникает вторая осевая опора,

IKS}

состоящая из верхней антифрикционной шайбы и направляющего аппарата следующей ступени. Известно, что применение термопластичных стеклонаполнениых полиамидов для элементов и узлов трения ступени в значительной мере решает проблему повышения их стойкости к проявлению осложнений. Основной причиной, ограничивающей применение полимеров в узлах трения, является их низкая теплопроводность. В рамках данной работы проведена оценка возможности применения фторорганических веществ (ФВ) для снижения коэффициента трения и увеличения теплопроводности антифрикционных шайб из термопластичного стеклонаполнешюго полиамида. ФВ представляли собой производные изобутана с фторсодержащими органическими заместителями:

HaIc[c(R, )л (R,)n (OR3 )р [ CF(OR,),(OR3 )q, где HaI = F, CI, Br, J, H.

В таблице 1 приведены результаты исследований триботехнических свойств антифрикционных шайб из стеклонаполненного полиамида ПА-66СВ, модифицированного производными изобутана с фторсодержащими органическими заместителями, полиамида ПА-66 и текстолита.

Таблица 1 - Триботехнические свойства композитов

Тип композита Коэффициент трения Износ полимерного образца, мг/час Износ сопрягаемого чугунного конрт-тела, г/час

Полиамид ПА-66СВ, модифицированный ФВ 0,32 0,9 0,4

Полиамид ПА-66СВ 0,62 9,0 7,7

Текстолит ПТК 1 0.72 25 21,5

При исследовании триботехнических свойств нового композита было установлено, что температура саморазогрева снизилась от величины 75-80°С до 55-60°С. То есть часть энергии, не переходит в тепло. Это объясняется тем, что на контактной поверхности антифрикционной шайбы создаются многослойные защитные слои за счет большого уплотнения пространственной структуры полярными группами фторорганических веществ с ярко выраженным синергетическим эффектом. В процессе контактной поверхностной деструкции шайбы осуществляется отрыв от поверхности только энергетически более слабых несимметричных молекул. Это дает возможность полностью развернуться симметричным молекулам фторорганических веществ. То есть осуществляется режим безрасходной смазки. Одновременно снижается температура трения за счет перевода части энергии, обычно переходящей в тепло, в энергию для разворачивания

симметричных молекул производных изобутана с фторсодержащими органическими заместителями на поверхности контакта.

Значительное количество тепла может быть также отведено за счет контакта нижней антифрикционной шайбы с выступами металлического диска, расположенного между основным и покрывным дисками рабочего колеса и жестко соединенного с ними.

Промысловые испытания созданных решений проводились на насосных установках УЭЦН-45-1900. При очередных подземных ремонтах скважин в насосах была произведена доработка первых пяти направляющих аппаратов и замена антифрикционных шайб. На рисунке 7 приведены сравнительные данные по надежности УЭЦН.

Рисунок 7 - Надежность УЭЦН: 1 - опытное исполнение; 2 - базовое исполнение.

Можно видеть, что наработка насосов в опытном исполнении превышает наработку насосов в базовом исполнении.

В пятой главе изложены результаты промысловых испытаний новых методов совершенствования КГРП.

Промысловые испытания были проведены на Быгинском, Сосновском, Смольниковском и Черновском нефтяных месторождениях ОАО «Белкамнефть», скв. 17, скв. 2059, скв. 151 и скв. 109. Разработанные методы повышения эффективности КГРП комплексировались. На рисунке 8 приведены сравнительные данные о средней дополнительной добыче нефти при комплексном применении разработанных методов повышения эффективности КГРП и различных видах кислотных обработок скважин.

ъ

4 ПП

а ! \ !

§• 0,70__I__!_____L__yl

ш 0 100 200 300 400 500

Наработка, сутки

Рисунок 8 - Средняя дополнительная добыча нефти при комплексном применении разработанных методов повышения эффективности КГРП и различных видах кислотных обработок скважин: ПСКО-поинтервальная солянокислотная обработка; СКО-стандартная солянокислотная обработка; НСКО-направленная солянокислотная обработка; ЦНСКО-циклическая направленная солянокислотная обработка; ГСКО-глубокая солянокислотная обработка.

Можно видеть, что средняя дополнительная добыча нефти при проведении КГРП превышает дополнительную добычу при применении солянокислотных обработок и достигает величины 2945 т на одну скважинную операцию. Результат был получен за счет увеличения продуктивности скважин в 3 раза и продолжительности эффекта до 2,2 года.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе анализа и обобщения данных о показателях разработки нефтяных месторождений Удмуртии произведена оценка величины остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти, которая составляет более 193 млн.т. Проведенное обобщение позволило рекомендовать дальнейшие исследования по увеличению выработки трудноизвлекаемых запасов путем совершенствования и применения метода кислотного гидравлического разрыва пластов.

2. Выявлены особенности применения КГРП при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах на нефтяных месторождениях Удмуртии, основными из которых являются:

а) влияние техногенной нагрузки, полученной скважиной в результате применения ГТМ до проведения гидроразрыва пласта, на успешность проведения КГРП;

б) сопоставимость средних величин дополнительной добычи нефти в результате проведения КГРП и различных видов солянокислотных обработок скважин;

в) зависимость длительности сохранения параметров и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос после проведения КГРП от темпов отбора жидкости, процессов образования вязких полидисперсных эмульсий и выноса механических примесей.

3. Для повышения успешности операций кислотного гидравлического разрыва пластов в карбонатных коллекторах выбран и научно обоснован параметр водонефтяной эмульсии, характеризующий изменение состояния пласта в результате применения ГТМ перед проведением КГРП, при этом:

а) выявлено, что величина агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии характеризует изменение состояния пласта в результате применения ГТМ и может быть использована для оценки техногенной нагрузки на скважину перед проведением КГРП (патент РФ

№ 2390628);

б) разработана методика оценки агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии, основанная на определении количества циклов бесконтактной обработки эмульсии дистиллированной водой, подвергнутой электрохимической обработке, до формирования межфазовой границы;

в) установлено, что стабилизация величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии при проведении СКО скважины снижает эффективность следующих СКО и может являться критерием для их ограничения перед проведением КГРП.

4. Для повышения продуктивности скважины при проведении КГРГ1 разработан и научно обоснован безреагентный метод регулирования вязкости, времени жизни и реакционной способности нефтекислотных жидкостей разрыва пласта, исключающий кольматацию трещины при разрыве пласта и остаточное загрязнение пласта после разрыва, при этом:

а) обоснована, возможность увеличения вязкости нефтекислотной жидкости разрыва на 50 мПа-с - 100 мПа-с путем бесконтактной обработки пластовой воды, до введения соляной кислоты, дистиллированной водой, подвергнутой электрохимической обработке;

б) разработан метод регулирования величины агрегативной стойкости нефтекислотной жидкости разрыва пласта на основе бесконтактной обработки эмульсии дистиллированной водой, подвергнутой электрохимической обработке, позволяющий изменять время жизни жидкости при различных концентрациях соляной кислоты;

в) установлено, что при заданном значении времени жизни реакционная способность нефтекислотной эмульсии может быть увеличена в 3-45 раз.

5. Для увеличения длительности сохранения фильтрационных параметров пород и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП разработаны и научно обоснованы методы повышения устойчивости элементов системы к проявлению осложнений, вызванных высокими темпами отбора жидкости, образованием вязких полидисперсных водонефтяных эмульсий и выносом механических примесей. Проявление осложнений значительно снижается за счет разработки и применения:

а) методики нормирования отбора жидкости, основанной на соответствии норм отбора минимальному приросту величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии и минимальным изменениям состояния пласта;

б) состава для разрушения вязких полидисперсных эмульсий, содержащего нефте- и водорастворимые поверхностно-активные вещества, смесь которых создает максимальную концентрацию ПАВ на границе раздела фаз, применение которого предупреждает возможность зависания колонны штанг и увеличивает производительность скважины (патент РФ №2333927);

в) способа компенсации потерь давления в первых ступенях УЭЦН при подъеме вязких жидкостей путем соединения всасывающих полостей направляющих аппаратов каналами, выполненными на их наружных поверхностях, применение, которого увеличивает давление, развиваемое насосом на выкиде, и снижает возможность возникновения срывов подачи насоса (патент РФ №2387881);

г) применения в узлах трения ступени УЭЦН полиамидного композита, модифицированного фторорганическими веществами, снижающего износ осевой пары трения ступени УЭЦН за счет снижения коэффициента трения и поглощения части выделяемого тепла при трении (патент РФ № 2395011).

д) наработка на отказ УЭЦН в опытном исполнении с применением разработанных решений превышает наработку насосов в базовом исполнении и сопоставима с длительностью эффекта КГРП.

6. В промысловых условиях на нефтяных месторождениях Удмуртии установлено, что комплексирование разработанных методов повышения эффективности КГРП позволяет получить среднюю величину дополнительной добычи нефти 2945 т на одну скважинную операцию, за счет увеличения продуктивности скважин в 3 раза и продолжительности эффекта до 2,2 года.

Содержание работы опубликовано в 13 научных трудах.

1. Федоров Ю.В. Повышение эффективности технологии кислотного гидравлического разрыва пласта / Ю.В. Федоров // Нефтепромысловое дело.-2010.-№11.- С.38-41.

2. Федоров Ю.В. Повышение устойчивости системы пласт-скважина-насос при выработке карбонатных коллекторов с вязкими нефтями / Ю.В. Федоров, О.М. Мирсаетов, К.И. Повышев // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: мат. IX научно-практической конференции / (15-17 сентября 2009; пос. Небуг, Краснодарский край). - М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2009.-С. 45.

3. Мирсаетов О.М. Об одном критерии оптимизации кратности повторных кислотных обработок карбонатных коллекторов / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: мат. II Междунар. науч. симпозиума в 2 т. / (15-16 сентября 2009; Москва). -М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч. исслед. инт, 2009.-Т 2,-С. 202-205.

4. Мирсаетов О.М. Получение и применение наноструктурированных нефтекислотных эмульсий для интенсификации добычи нефти / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров // Rusnanotech 2009: мат. II Междунар. форума по нанотехнологиям / (6-8 октября 2009; Москва).- М.: ГК «Роснанотех», 2009. - С. 393-395.

5. Мирсаетов О.М. Новые материалы и технологии для повышения износо-и коррозионной стойкости элементов и узлов многоступенчатых насосных установок / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров // Нефть и газ Западной Сибири: мат. Всероссийской научно-технической конференции в 2т. / (20-21 октября 2009; Тюмень). - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - С. 360-363.

6. Мирсаетов О.М. К вопросу об агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров, Б.Г. Ахмадуллин, Д.В. Емельянов //Нефтепромысловое дело,- 2010.-№ 5.- С.41-43.

7. Мирсаетов О.М. Совершенствование методологии выбора участка для применения методов увеличения нефтеизвлечения / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров, Б.Г. Ахмадуллин, А.В. Степанов // Нефтепромысловое дело,- 20Ю.-№ Ю,- С.38-43.

8. Мирсаетов О.М. Возможность применения композиционных материалов на основе алюминия в ступени погружных центробежных насосов / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров, Б.Г. Ахмадуллин // Известия высших учебных заведений. Нефть игаз.-2010.-№4,- С.17-23,

9. Мирсаетов О.М. Особенности применения термопластичных полимерных материалов в ступени погружных центробежных насосов / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров, Б.Г. Ахмадуллин // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ.-2010,- № 5 - С.50-55.

10. Пат. 2333927 Российская Федерация, МПК С09К 8/52, C10G33/04. Состав для разрушения стойких водонефтяных высоковязких эмульсий / B.C. Болычев, Ю.В. Федоров.- № 2006123618/03; заявл. 03.07.2006; опубл. 20.09.2008; Бюл. №26.

11. Пат. 2387881 Российская Федерация, МПК F04D 13/10, F04D 31/00. Погружной многоступенчатый насос / Ю.В. Федоров, О.М. Мирсаетов, К.И. Повышев, Б.Г. Ахмадуллин,- № 2009104207/06; заявл. 09.02.2009; опубл. 27.04.2010; Бюл. №12.

12. Пат. 2390628 Российская Федерация, МПК Е21В47/00; Е21В43/00. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров, Д.В. Емельянов, Б.Г. Ахмадуллин,- № 2009112697/03; заявл. 06.04.2009; опубл. 27.05.2010; Бюл. №15.

13. Пат. 2395011 Российская Федерация, МПК F04D29/02, F04D29/047, F04D13/10, F16C33/20. Пара трения в ступени погружного центробежного насоса / Ю.В. Федоров, О.М. Мирсаетов, К.И. Повышев, Б.Г. Ахмадуллин,- № 2008148117/06; заявл. 05.12.2008; опубл. 20.07.2010; Бюл. №20.

Подписано к печати 12.05.2011 г. Формат 60x80 1/16. Бумага офсетная. Печать оперативная. Гарнитура Times New Roman. Тираж 90 экз. Заказ № 77.

ООО «Издательский Дом «Чурагул» г. Уфа, пр. Октября, 144/3, ком. 131. Тел. (347)284-39-34

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Федоров, Юрий Викторович

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ 9 КИСЛОТНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТОВ ПРИ ВЫРАБОТКЕ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

1.1 Характеристика запасов нефти на территории Удмуртии

1.2 Состояние разработки низкопродуктивных залежей нефти Ю

1.3 Состояние промышленных запасов нефти

1.4 Структура остаточных запасов нефти

1.5 Характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти 1В

1.6 Выработка трудноизвлекаемых запасов нефти с применением КГРП

1.7 Особенности применения КГРП на нефтяных месторождениях УР* 20 Выводы

2. ПОВЫШЕНИЕ УСПЕШНОСТИ ОПЕРАЦИЙ КИСЛОТНОГО 27 ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ КОНТРОЛЯ И ОГРАНИЧЕНИЯ ТЕХНОГЕННОЙ НАГРУЗКИ

НА СКВАЖИНУ

2.1 Выбор характеристического параметра для оценки техногенной 27 нагрузки на скважину перед проведением КГРП

2.2 Разработка методики оценки агрегативной стойкости 32 водонефтяной эмульсии

2.3 Определение критерия для ограничения техногенной нагрузки 34 на скважину

2.4 Методология выбора участка для реализации КГРП 37 Выводы

3. БЕЗРЕАГЕНТНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ СВОЙСТВ, 46 НЕФТЕКИСЛОТНЫХ ЖИДКОСТЕЙ РАЗРЫВА ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ-ПРОДУКТИВНОСТИ ПЛАСТА

3.1 Методы повышения проводимости трещины в продуктивной 46 зоне

3.2 Регулирование вязкости нефтекислотных жидкостей разрыва

3.3 Регулирование времени жизни и реакционной способности 54 нефтекислотных жидкостей разрыва

3.4 Технология приготовления структурированных нефтекислотных 56 жидкостей разрыва

Выводы

4. РЕГУЛИРОВАНИЕ ДЛИТЕЛЬНОСТИ СОХРАНЕНИЯ 59 ЭФФЕКТА НА ОСНОВЕ ПОВЫШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СИСТЕМЫ ПЛАСТ-СКВАЖИНА-НАСОС К ПРОЯВЛЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ ПОСЛЕ КГРП

4.1 Метод регулирования отбора жидкости после КГРП

4.2 Методы сохранения рабочих характеристик насосных установок при подъеме эмульгированной нефти

4.2.1 Метод дестабилизации эмульгированной нефти

4.2.2 Способ компенсации потерь давления в первых ступенях УЭЦН

4.2.3 Метод повышения износостойкости пары трения в ступени 72 УЭЦН

Выводы

5. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ НОВЫХ МЕТОДОВ 82 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ КГРП

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах"

Актуальность темы

Залежи нефти в карбонатных коллекторах содержат 40-45% мировых запасов нефти, и на них приходится около 60% мировой добычи нефти. В Самарской, Оренбургской областях, Пермском крае и Удмуртии в этих залежах содержится соответственно 40%, 50%, 60% и 72% общих запасов нефти на территории, в Татарстане и Башкортостане 18% и 22%, а прогнозные запасы -более 70%. Практически все запасы нефти, сосредоточенные в. карбонатных коллекторах-, относятся* к категории природных трудноизвлекаемых- запасов. Разработка карбонатных коллекторов сопровождается формированием техногенно измененных трудноизвлекаемых запасов-. Анализ выработки низкопродуктивных залежей' на территории Удмуртии показал, что-утвержденное значение коэффициента нефтеотдачи не будет достигнуто на большинстве месторождений и увеличение полноты , выработки трудноизвлекаемых запасов требует применения высокоэффективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи.

Одной из наиболее эффективных технологий воздействия на малопродуктивные и слабопроницаемые трещиноватые карбонаты является кислотный-гидравлический разрыв пласта (КГРП). По оценкам отечественных и зарубежных исследователей в настоящее время около трети запасов нефти можно извлечь только с использованием этой технологии. Поэтому, КГРП рассматривается как важнейший элемент разработки нефтяных месторождений.

Вместе с тем, анализ промыслового опыта применения кислотных гидроразрывов на нефтяных месторождениях Удмуртии показал, что средняя дополнительная добыча нефти при- проведении КГРП составила величину, сравнимую с величиной дополнительной добычи, при проведении различных видов солянокислотных обработок скважин (СКО). Поэтому, настоящая работа, посвященная проблеме повышения эффективности кислотных гидравлических разрывов пласта при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах, является актуальной и позволит обеспечить увеличение ресурсной базы добычи нефти на территории Удмуртии.

Значительный вклад в развитие теории и практики применения, гидравлических разрывов, а также кислотного воздействия на карбонатные коллектора для разработки нефтяных месторождений внесли М.Г. Алишаев, Л.К. Алтунина, Ю.В. Антипин, Г.И. Баренблатт, Р.Н. Бахтизин, В.А. Блажевич, В.В. Гузеев, В.И. Гусев, Ю.П. Желтов, С.А. Жданов, Ю.В. Зейгман, P.P. Ибатуллин, JI.X. Ибрагимов, Р.Д. Каневская, М. Кристиан, Б.И.' Леви, Б.Г. Логинов, Е.В. Лозин, Г.К. Максимович, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, М.Х. Мусабиров, Р.Х. Муслимов, Г.А. Орлов, Н.С. Пискунов, Е.В. Теслюк, М.А. Токарев, Д. Уолкотт, В.Г. Уметбаев, Р.Т. Фазлыев, Э.М. Халимов, P.C. Хисамов, С.А Христианович, И.А. Чарный, М. Экономидес, Д.А. Эфрос и другие.

Цель диссертационной работы

Разработка, научное обоснование и промысловые испытания методов совершенствования кислотного гидравлического разрыва пласта для повышения успешности, продуктивности и длительности эффекта скважинной операции при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:

1. Оценка остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти на территории Удмуртии;

2. Выявление особенностей применения КГРП при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах на нефтяных месторождениях Удмуртии.

3. Выбор и обоснование параметра, характеризующего изменение состояния пласта в результате применения геолого-технических мероприятий (ГТМ) для повышения успешности проведения КГРП.

4. Разработка безреагентного метода регулирования физико-химических свойств нефтекислотной жидкости разрыва пласта для повышения продуктивности скважины при проведении КГРП.

5. Разработка методов увеличения длительности сохранения параметров и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос 'в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП.

6. Промысловые испытания разработанных методов повышения эффективности КГРП.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения^ научно-исследовательских, опытно-промышленных работ с применением комплекса физических и физико-химических методов исследований. При выполнении научных исследований и анализе их результатов использовались аналитические и статистические методы.

Научная новизна

1. Экспериментально установлено, что изменение величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии характеризует изменение состояния пласта в результате применения ГТМ.

2. Разработан новый метод регулирования времени жизни и реакционной способности нефтекислотной жидкости разрыва пласта на основе безреагентного регулирования ее агрегативной стойкости путем бесконтактной обработки эмульсии дистиллированной водой, подвергнутой электрохимической обработке.

3. Предложены, научно и экспериментально обоснованы методы увеличения длительности сохранения фильтрационных параметров пород и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП, включающие новый состав для разрушения высоковязких водонефтяных полидисперсных эмульсий, содержащий нефте- и водорастворимые поверхностно-активные вещества, смесь которых создает максимальную концентрацию ПАВ на границе

раздела фаз, новый способ компенсации потерь давления в первых ступенях УЭЦН при подъеме вязких жидкостей путем соединения всасывающих полостей направляющих аппаратов каналами, выполненными на их наружных поверхностях, новый полиамидный композит, модифицированный фторорганическими веществами, снижающими износ осевой пары трения ступени УЭЦН за счет снижения коэффициента трения и поглощения части выделяемого тепла дляразворачивания молекул. Практическая ценность работы и «реализация.в промышленности

1. Разработаны и внедрены на предприятии ОАО «Белкамнефть»: а).методика контроля агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии для оценки изменения состояния пласта в результате применения ГТМ; б).технология безреагентного регулирования физико-химических свойств нефтекислотной жидкости разрыва пласта, исключающая кольматацию трещины при разрыве пласта И! остаточное загрязнение пласта после разрыва, для повышения продуктивности скважин при выполнении КГРП; в).комплекс методов увеличения- длительности сохранения параметров и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП путем нормирования отбора жидкости, применения состава для- разрушения высоковязких полидисперсных водонефтяных эмульсий, способа компенсации потерь давления в первых ступенях УЭЦН, применения полиамидных композиционных материалов, модифицированных фторорганическими веществами, в основных элементах и узлах трения ступени УЭЦН.

2. Результаты диссертационной работы были использованы при составлении следующих нормативных документов:

2.1 .Временная методика контроля агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2010 г.); 2.2.Временная инструкция по приготовлению нефтекислотных жидкостей для разрыва пласта (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2010 г.);

2.3 .Временная методика оптимизации норм отбора жидкости (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2010 г.);

2.4.Временная методика по приготовлению состава для разрушения высоковязких полидисперсных эмульсий (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2008 г.);

2.5.Временный технологический процесс по доработке первых ступеней УЭЦН (ОАО «Белкамнефть», г. Ижевск, 2010 г.).

3 Результаты исследований по повышению износостойкости осевых пар трения в ступени УЭЦН при подъеме вязких полидисперсных водонефтяных эмульсий используются предприятием ООО «Ижнефтепласт» при изготовлении рабочих колес и антифрикционных шайб.

4 КГРП с комплексом разработанных методов повышения его эффективности включен институтом ОАО «УНИИ НИПИнефть» в проектные документы по разработке Быгинского, Дебесского, Смольниковского, Сосновсого, Черновского и Ошворцевско-Дмитриевского месторождений Удмуртии (УР) в качестве метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на II Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, 2009 г.); IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (пос. Небуг, Краснодарский край, 2009 г.); II Международном форуме по нанотехнологиям «Кизпапо1ес11 2009» (Москва, 2009 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной» Сибири» (Тюмень, 2009 г.); на заседаниях технического совета предприятия ОАО «Белкамнефть».

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Федоров, Юрий Викторович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе анализа и обобщения данных о показателях разработки нефтяных месторождений Удмуртии произведена оценка величины остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти, которая составляет более 193 млн.т. Проведенное обобщение позволило рекомендовать дальнейшие исследования по увеличению выработки трудноизвлекаемых запасов путем совершенствования и применения метода кислотного гидравлического разрыва пластов.

2. Выявлены особенности применения^ КГРП при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных- коллекторах на нефтяных месторождениях Удмуртии, основными из которых являются: а) влияние техногенной нагрузки, полученной-, скважиной в результате применения ГТМ до проведения гидроразрыва пласта, на успешность проведения КГРП; б) сопоставимость средних величин дополнительной^ добычи нефти в результате проведения КГРП и различных видов солянокислотных обработок скважин; в) зависимость длительности сохранения параметров и' рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос после проведения- КГРП от темпов отбора жидкости, процессов образования, вязких полидисперсных эмульсий и выноса механических примесей.

3. Для повышения успешности операции кислотного гидравлического разрыва пластов в карбонатных коллекторах выбран и научно обоснован параметр водонефтяной эмульсии, характеризующий изменение состояния пласта в результате применения ГТМ перед проведением КГРП, при этом: а) выявлено, что величина агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии характеризует изменение состояния пласта в результате применения ГТМ и может быть использована для оценки техногенной нагрузки на скважину перед проведением КГРП (патент РФ № 2390628); б) разработана методика оценки агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии, основанная на определении количества циклов бесконтактной обработки эмульсии дистиллированной' водой, подвергнутой, электрохимической обработке, до формирования межфазовой границы; в) установлено, что стабилизация величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии при проведении СКО скважины снижает эффективность следующих СКО и может являться критерием; для их ограничения перед проведением КГРП.

4. Для повышения продуктивности скважины при проведении. КГРП разработан, и научно обоснован безреагентный метод регулирования^ вязкости, времени жизни и реакционной способности нефтекислотных жидкостей разрыва пласта; исключающий кольматацию трещины при разрыве пласта и остаточное загрязнение пласта после разрыва, при этом: а) обоснована возможность увеличения вязкости нефтекислотной жидкости разрыва на 50 мПа-с - 100 мПа-с путем бесконтактной обработки-пластовой воды, до введения соляной кислоты, дистиллированной водой, подвергнутой электрохимической обработке; б) разработан метод регулирования величины агрегативной стойкости нефтекислотной жидкости разрыва' пласта на основе бесконтактной обработки эмульсии дистиллированной водой, подвергнутой электрохимической обработке; позволяющий изменять время жизни жидкости при различных концентрациях соляной кислоты; в) установлено, что при заданном значении времени жизни реакционная способность нефтекислотной эмульсии может быть увеличена в 3-45'раз.

5. Для увеличения длительности сохранения, фильтрационных параметров пород и рабочих характеристик системы пласт-скважина-насос в осложненных условиях эксплуатации после проведения КГРП разработаны и научно обоснованы методы повышения устойчивости элементов системы к проявлению осложнений, вызванных высокими темпами отбора жидкости, образованием вязких полидисперсных водонефтяных эмульсий и выносом механических примесей. Проявление осложнений значительно снижается за счет разработки и применения: а) методики нормирования отбора жидкости, основанной на соответствии норм отбора минимальному приросту величины агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии и минимальным изменениям состояния пласта; б) состава для разрушения вязких полидисперсных эмульсий, содержащего-нефте- и водорастворимые поверхностно-активные вещества, смесь которых создает максимальную концентрацию ПАВ; на границе раздела фаз, применение которого предупреждает возможность зависания колонны штанг и увеличивает производительность скважины (патент РФ №2333927); в) способа компенсации потерь давления в-, первых ступенях УЭЦН при подъеме вязких жидкостей путем соединения всасывающих полостей направляющих аппаратов- каналами, выполненными на их наружных поверхностях, применение, которого увеличивает давление, развиваемое насосом на выкиде, и снижает возможность возникновения срывов.подачи-насоса (патент РФ №2387881); г) применения в узлах трения- ступени УЭЦН полиамидного композита, модифицированного- фторорганическими веществами, снижающими^ износ осевой пары трения ступени УЭЦН за счет снижения коэффициента трения и поглощения части* выделяемого тепла при трении (патент РФ № 2395011). д) наработка на отказ УЭЦН в опытном исполнении с применением разработанных решений превышает наработку насосов в базовом исполнении и сопоставима с длительностью эффекта КГРП.

В промысловых условиях на нефтяных месторождениях Удмуртии установлено, что комплексирование разработанных методов повышения эффективности КГРП позволяет получить среднюю величину дополнительной добычи нефти 2945 т на одну скважинную операцию,^ за счет увеличения^ продуктивности скважин в 3 раза и продолжительности эффекта до 2,2 года.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Федоров, Юрий Викторович, Уфа

1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического1 разрыва пласта / Р.Д. Каневская.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.- 212 с. C.7.

2. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science.- Elsevier Science Publishers, 1989.-V. 26.-1240 pp.

3. Теслюк Ю.В., Теслюк P.E. Термогидродинамические основы проектирования разработки нефтяных месторождений при неизотермических условиях фильтрации, обоснование и внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий.-М.: Изд. «Грааль».-2002.-565 с.

4. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов.- Казань: Изд-во «Фэн» Академия наук РТ, 2007.- 424 с.

5. Константинов C.B., Гусев В:И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. - Сер. Нефтепромысловое дело.-1985.-61 с.

6. Методическое руководство по1 проектированию разработки» нефтяных месторождений с применением гидроразрыва пластов, на основе современных компьютерных технологий. РД 153-39:2-032-98 / Кац P.M., Каневская Р.Д. М.: Минтопэнерго РФ, 1998.-70 с.V

7. Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений: тезисы докладов*конференции (19-23 июня 2000; Казань).- Казань: изд-во Казанского Университета, 2000.- 100 с.

8. Ю.Артеменко А.И., Кащавцев В.А., Фаткуллин A.A. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство.- 2005.-№6.-С.113-115.

9. И.Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. - 279с.

10. Амиян В.А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне // ЦНИИТЭнефтегаз. Сер. Нефтепромысловое дело. Новости нефтяной и газовой техники. 1959.- №41. - С.39.

11. Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк // Нефтепромысловое дело: Науч.- техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ.-1981 .-№ 6.- С. 19-20.

12. Мирсаетов О.М. К вопросу об агрегативной стойкости- водонефтяной эмульсии / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров; Б.Г. Ахмадуллин, Д-В. Емельянов // Нефтепромысловое дело.- 2010.-№ 5.- С.41-43.

13. Пат. 2078737 Российская Федерация, МПК C02F1/461. Устройство для электрохимической обработки воды / В.М. Бахир, Ю.Г. Задорожный.- № 94019403/25; заявл. 26.05.1994; опубл. 10.05.1997.

14. Пат. 2299859 Российская Федерация, МПК C02F1/46. Устройство для активации жидкости / В.Г. Широносов, B.C. Курганович.- № 2005129235/15; заявл. 19:09.2005; опубл. 27.05.2007.

15. Пат. 2155717 Российская Федерация, МПК C02F1/46. Способ безреагентного изменения физико-химических свойств воды и/или водных растворов / В.М. Бахир.- № 2000101900/12; заявл. 28.01.2000; опубл. 10.01.2000.

16. Бахир В.М. Электрохимическая активация. Ч.1.-ВНИИИМТ НПО «ЭКРАН».-1992.-401с.

17. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУбК-а, 1997.-352 с.

18. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти.- Mr. Недра, 1975.- 168с.

19. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Середа И.А. О методологии выбора участка для применения МУН на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.- Нефтепромысловое дело. 1999,.№ 3, С.43-50.

20. Кожакин C.B. Статистические исследования нефтеотдачи нефтяных месторождений Урало-Поволжья, находящихся на поздней стадии разработки / C.B. Кожакин // Нефтепромысловое дело.- 1972.- №7.- С. 6-11.

21. Орловский; С.А. Проблемы принятия решений при нечеткой исходной информации / С.А. Орловский.- М.: Наука, 1981.-208 с.

22. Пат. 2390628 Российская Федерация, МПК Е21В47/00, Е21В43/00. Способ контроля за разработкой-нефтяного месторождения / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров; Д.В. Емельянов, Б.Г. Ахмадуллин.- № 2009112697/03; заявл. 06.04.2009; опубл. 27.05.2010.

23. Economides M.J., Notle K.G. Reservoir Stimulation.-Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632.-1989.-430 pp.

24. Gidley J.L., Holditch S.A., Nierode D.E., Veatch R.W. Recent advances in hydraulic fracturing.-Monograf Series. SPE of ALME.-Richardson.-TX, 1989.-V.12.30: Schechter R.S. Oil well simulation.-Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ, 1992.278 p.

25. Алексеенко О.П., Вайсман. A.M. Развитие трещины гидроразрыва с постоянной скоростью* / Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых.-1998.-№ 4.-С.14; 122.

26. Пат. 3933205 США, МПК Е 21 В 43/02, В 43/26. Hydraulic fracturing process using reverse flow.-Intercomp Resource Development and Engineering, Inc., O.M. Kiel.-Опубл. 20.01.1976.

27. Опыт заканчивания скважин в США /Кочешков А.А., Желтов Ю.В., Тосунов Э.М. и др.-М.: ГНТИН и ГТ литературы, 1962.-С.89.

28. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин М.: Недра, 1970.-279с.

29. Опыт заканчивания скважин в США /Кочешков А.А., Желтов Ю.В., Тосунов Э.М. и др.-М.: ГНТИН и ГТ литературы, 1962.-172с.

30. Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитных скважин.-Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1999.-645с.

31. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин.-М.: Недра, 1989.-213 с.

32. Кристиан М., Сокол С. Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин: Пер. с румынок.- М.: Недра, 1985.-184 с.

33. Пат. 1838429 SU, МПК Е21В43/27. Способ- гидравлического разрыва карбонатного' пласта / Г.А. Орлов, Р.Х. Муслимов, М.Х. Мусабиров.- № 5034712; заявл. 21.02.1992; опубл. 30.08.1993.

34. Пат. 1719622 Российская Федерация, МПК Е21В43/22, 43/27. Способ обработки карбонатного продуктивного пласта / Орлов Г.А., Мусабиров

35. М.Х., Муслимов Р.Х., Кандаурова Г.Ф., Салимов М.Х.-№ 4801411/03; заявл. 14.03.1990; опубл. 15.03.1992.

36. Пат. 2123588 Российская федерация, МПК Е21В43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта / Вердеревский ЮЛ., Шешукова Л.А., Головко С.Н., Муслимов Р.Х., Гайнуллин Н.И., Валеева Т.Г.-jY« 91708605/03; заявл. 28.05.1997; опубл. 20.12.1998.

37. Федоров Ю.В. Повышение: эффективности технологии кислотного гидравлического разрыва пласта / Ю.В. Федоров // Нефтепромысловое дело:-2010.-№М.- С.38-41.

38. Классен. В .И. Физическая активация5 воды: и ее применение в народном1 хозяйстве // Химическая промышленность-1985:-№5.-С.37:-40г

39. Летников Ф.А.,. Кащеева Т.В., Минцис; А.ШГ Активированная^ вода; -Новосибирск: Наука, 1976.-135 с. .

40. Классен В:И-Омагничивание.водных систем.- М;: Химия,.1982.-296 с.

41. Бэр Г'. Техническая термодинамика--М.: Мир,^1977.- 5 Г8 с.

42. Пат. 2054604 Российская Федерация, МПК F24J3/00, . G21B1/00: Способ получения энергии / Кладов А.Ф. №93033524/25; заявл: 02.07.1993; опубл. 20.02.1996. ,

43. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении.-М.: «Недра», 1989.- 270 с.

44. Малышев А.Г., Малышев Г.А., Желудков А.В. Особенности эксплуатации скважин после ГРП.-М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010.-156 с.

45. Fetkovich M.J. The isochronal Testing of oil wells. Paper SPE 4529 presented at the 48-th Annual fall Meeting, Las-Vegas, New., Sept. 30-0ct. 3, 1973.

46. A1-Khalifah A-J.K., Aziz K., Home R.N. A new approach to multiphase Well test analysis / Paper SPE 16743 presented at the 62-th Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Tex., Sept. 27-30, 1987.

47. Brown K.E. The Technology of artificial Lift Methods. Vol. 4. Penn Well Publishing Company, Tulsa, Okla, 1984.

48. Comacho R.G., Raghavan R. Inflow performance relation-ships for solution-gas-drive reservoirs, Paper SPE 16204 presented at the production Operation Symposium, Oklahoma City, Okla., March 8-10, 1987.

49. Коротаев Ю.П. Новая методика определения фильтрационных параметров при стационарных режимах фильтрации / Геология нефти и газа.-№10.-1992.- С. 35-43.

50. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти.- Уфа: Башкнигоиздат, 1987.-167 с.

51. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии // Темат. научн.-техн. обзор: сер. Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ, 1985.-Вып.2 (91).-40 с.

52. А.с. 848598 СССР, МКП Е21В43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации^ нефти / Юсупов О.М., Валеев- М.Д., Гарипов Ф.А. и др. №2801636/22-03; заявл. 27.07.1979; опубл. 23.07.1981.

53. А.с. 1190005 СССР, МКП Е21В43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти / Алсынбаева Ф.Л., Карамышев В.Г., Валеев М.Д. №3732595/22-03; заявл. 05.03.1984; опубл. 07.11.1985.

54. Валеев М.Д. Метод предупреждения эмульгирования нефти в скважинах // Проблемы нефти и газа: Тез. докл. Респ. научн.-техн: конф. Уфа, 1988.С. 2930.

55. Валиханов A.B., Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Вопросы подъема обводненной и безводной нефти фонтанным и насосным способами,- Казань: Таткнигоиздат, 1971.-148 с.

56. Левченко Д.Н., Бронштейн Н.В., Худяков А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и способы их разрушения. М.: Химия, 1967.-155« е.,

57. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988.-53с.

58. Пат. 2333927 Российская Федерация, МПК С09К 8/52, C10G33/04. Состав для разрушения стойких водонефтяных высоковязких эмульсий / B.C. Болычев, Ю.В. Федоров.- № 2006123618/03; заявл. 03.07.2006; опубл. 20.09.2008:

59. Левченко Д.Н., Бронштейн Н.В.,, Худяков А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и способы их разрушения. М.: Химия, 1967.-155 е.,

60. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988.-53с.

61. Пат. 2333927 Российская Федерация, МПК С09К 8/52, C10G33/04. Состав для разрушения стойких водонефтяных высоковязких эмульсий / B.C. Болычев, Ю.В. Федоров:- № 2006123618/03; заявл. 03.07.2006; опубл. 20.09.2008.

62. Заславский Г.М., Сагдеев Р.З. Введение в нелинейную физику. От маятника до турбулентности^ хаоса.- М.: Наука, 1988.- 368 с.

63. К вопросу о выборе способа добычи высоковязкой нефти / Чичеров Л.Г., Ивановский В.Н., Дарищев В.И. и др; // Машины и нефтяное оборудование: Отечественный производственный опыт. Экспресс-информация.-М.: ВНИИОЭНГ.-1984.-№16.-С.4-6.

64. Пат. 2387881 Российская Федерация, МПК БОЮ 13/10, ¥04В 31/00. Погружной многоступенчатый насос / Ю.В. Федоров, О.М. Мирсаетов, К.И. Повышев, Б.Г. Ахмадуллин.- № 2009104207/06; заявл. 09.02.2009; опубл. 27.04.2010.

65. Пат. 2352823. Российская Федерация, МПК Р04Б29/22. Рабочее колесо погружного центробежного насоса / О.М. Мирсаетов, Повышев К.И., Абашев Р.Б. -№2006127731/06; заявл. 31.07.2006; опубл. 20.04.2009.